7.2. Побудова карти приведених ізобар родовища та її інтерпретація.

Карти ізобар. На сьогоднішній день використовують векторне представлення площових даних або часові зрізи ізобар. Інформація знімається з вузлів гріду або береться з вихідної матриці по свердловинах. Визначаються статистичні оцінки тисків по площі, контурах покладу, окремих ділянках, групах свердловин тощо. На карті будують нейтральну лінію, або лінію мінімальних тисків. Для покладу, який розробляється, положення такої лінії залежить від взаємного розташування нагнітальних та експлуатаційних свердловин. Перетоки рідини через нейтральну лінію мінімальні, тому можна визначити ділянки покладу, в яких потоки флюїду відрізняються за напрямом. Такі ділянки аналізуються як самостійні об`єкти розробки.

Нормалі до ліній ізобар є напрямками руху флюїдів і дозволяють визначити азімут та інтенсивність фільтрації флюїду на будь-якій ділянці покладу.

Карта градієнтів, побудована на основі карти ізобар, дає можливість виділити місця з погіршеними фільтраційними властивостями, де доцільно збільшити нагнітальний тиск і забезпечити потрібну швидкість потоку флюїду, або застосувати іншийрежим покладу, третинні методи вилучення продукціїі ін..

Порівнюючи карти ізобар, можна виявити блоки або ділянки покладу, які слабо реагують на режими закачки води та відбору продукта. Їхні границі часто пов`язані з літологічними, тектонічними й іншими боковими екранами. Фактично це гідродинамічні екрани. В таких випадках коригують технологічну схему розробки, починаючи від зміни режимів і до коригування схеми розміщення чергових експлуатаційних та нагнітальних свердловин.

7.3 Розрахунок початкових пластових тисків нафтогазоносного горизонта відносно умовного нульового рівня. Початкові умови

Свердловиною № 1 розкритий пласт в його водоносній частині на глибині 3300 м, статичний рівень води 150м. Свердловина №2 розкрила нафтову облямівку з ВНК на глибині 3040 м і ГНК на глибині 2880 м. Вибій свердловини = 2960 м. Свердловина №3 розкрила газову шапку. Положення вибою цієї свердловини 2810 м. Густина нафти – 872 кг/м³ Відносна густина газу – 0,620

Рішення.

а) Спершу треба знайти тиск в точці А за формулою: Р_пл= Н× γ / 10 = 3150 / 10 = 315 ат.

б) Оцінюємо тиск в зоні ВНК, що залягає на глибині 3040 м. Тож, гідростатичний рівень в цій точці відповідає стовпу води висотою (3040 – 160) = 2880 м. Пластовий тиск визначиться як: Р_{внк 2} = 2880 × 1 / 10 = 288 ат.

в) Зі сторони водного шару та зі сторони нафтонасиченого колектора тиски в зоні контакту приблизно однакові. Вище контакта компенсуючий стовп нафти буде вищим за стовп води. Вибій свердловини №2 знаходиться в нафтонасиченому колекторі. Густина нафти 0,872 т /м³. Вертикальна відстань від вибою до лінії ГНК складає 80 м. Тоді зміна тиску в цьому напрямку складе: 80 ×0,872 / 10 = 6,976 ~ 7 атмосфер.

Таким чином, тиск в точці В (на контакті нафта – газ) дорівнюватиме різниці між тиском в зоні ВНК та зменшенням тиску з наближенням до вибою свердловини №2:

Р_{гнк 2} = 288 – 7 (від ВНК до вибою) – 7 (від вибою до ГВК) = 274 ат.

г) Виходячи з формули для пластового тиску, визначимо глибину, на яку підніметься стовп нафти в свердловині №2, щоб урівноважити тиск величиною 281 атмосфери:

Н = Р _{виб 2} × 10 / γ_н = 281 × 10 / 0,872 = 3222,5 м.

Вибій свердловини №2 знаходиться на глибині 2960 м від умовного нуля. Значить, умовний статичний рівень нафти буде знаходитись в повітрі, на 262,5метрів вище умовного рівня і на 72,5 метрів вище рівня води в свердловині №1. Якщо протитиском забезпечити пониження рівня на 150 м від гирла, тоді при закритій засувці надлишковий тиск на гирлі свердловини №2 буде дорівнювати 150 × 0,872 / 10 = 13,9 ~ 14 атмосфер.

д) Густина газу і маса його стовпа незначні, тому в даному випадкуприймаємо тиск в газовій шапці однаковим, таким що дорівнює 274 атмосфери. Приймемо умовно для точки всередині газоносного горизонту (2825м) такий самий статичний рівень 160 м від гирла. Гідростатичний тиск буде (2825 – 160) / 10 = 266,5 атмосфер. Це дозволяє порівняти одержаний для газової шапки пластовий тиск з гідростатичним.

Як бачимо, тиск в шапці Р_гш більший від гідростатичного Р_гідр на величину (274 – 266,5) = 7,5 атмосфер, що забезпечує запас пластової енергії. Таку різницю в напорі забезпечує різниця в густинах води і природного газу.

е) Стовп газу в стовбурі свердловини стискується під власною вагою і густина його зменшується в напрямку гирла. Урахування цього дозволяє точно визначити пластовий тиск газоносного пласта за величинами манометричного тиску Р_ман, густини γ_гп природного газу по відношенню до повітря та за глибиною Н: Р_пл = Р_ман (1+0,0000361 × γ_гп × Н).

Підставляємо в формулу дані по свердловині №3 (сухий газ з густиною 0,62) і одержуємо очікуваний манометричного тиску на гирлі:

Р_ман = 274 / (1 + 0,0000361 × 0,62 ×2825) = 274 / 1,06323 = 257,7 ~ 258ат.

Таким чином, сухий метановий газ, що витікає через перфорацію в стовбур свердловини, передає тиск на гирло до манометра з невеликими втратами: 274 – 258 = 16 атмосфери.

Для важких жирних газів з відносною густиною, близькою до одиниці, розрахунок манометричного тиску за наведеною формулою дає значення Р_ман = 265,8 атмосфер. Для глибини 5 км він (Р_ман) = 323,1 атмосфер. Різниця яких (втрати) будуть становити = 33,7 атмосфер.

Білет 8